Cтраница 3
Количественное соотношение фаз в продукции газоконден-сатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором. Этот фактор показывает отношение количества добытого газа ( в м3 при нормальных условиях) к количеству полученного конденсата ( в м3 или т), улавливаемого в сепараторах и сорбционных установках. [31]
Расширение и усложнение систем подачи газа ведет к тому, что требования к надежности их функционирования возрастают. Большое значение приобретает обеспечение подачи потребителям в рассматриваемый период времени запланированного количества добытого газа с наименьшими затратами. [32]
В тех случаях, когда системы сбора газа на вновь вступающих 1 в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Коэффициент переработки газа ( отношение количества газа, поданного на переработку, к количеству добытого газа) непрерывно возрастает. [33]
Таким образом, разные циклы отбора газа из нижнещигровского горизонта характеризуются различной эффективностью. Эффективность определяется динамикой и числом обводнившихся скважин, а также достигаемым на конец отбора количеством добытого газа. [34]
Углеводородный газ используется как химическое сырье, а также как высококачественное топливо. Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется пластовым газовым фактором, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется промысловым газовым фактором. [35]
В любом случае при разработке газонефтяной залежи может получаться как растворенный, так и связанный газы и разделение их по видам практически невозможно. Поэтому в целях составления каких-либо балансов, связанных с расчетами по газу в газоконденсатных залежах, обычно количество добытого газа вычитается из суммарного значения, составляющего газ газовой шапки плюс растворенный газ. Несмотря на это, если добывается только лишь газ газовой шапки из газонефтяной залежи, эту залежь можно уподобить чисто газовой ( или газоконденсатной) залежи. При этом может иметь место либо сохранение начального объема газовой шапки, либо уменьшение этого объема за счет вытеснения газа водой или нефтью. Ко всем этим случаям применимы рассмотренные выше уравнения. [36]
Для проверки возможности применения метода подсчета по падению давления рассчитывают количества полученного из залежи газа на 1 am падения давления ( с учетом поправок на отклонение) в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, метод по падению давления может быть применен, если же в более поздние периоды разработки количество добытого газа на 1 am снижения давления увеличивается, это указывает на наличие напора вод и вытеснение части объема газа вследствие этого напора. [37]
Более жирные газы добывают в основном с легкими нефтями. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана и этана. Количество добытого газа в кубометрах, приходящееся на каждую тонну добытой нефти, называется газовым фактором. [38]
Для проверки возможности применения метода подсчета запасов по падению пластового давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно применить метод по падению пластового давления. Увеличение количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа. [39]
Нужно отметить широкое распространение этого метода измерения на практике в несколько модифицированном виде. Он применяется для измерения количества газа на скважинах, где предполагается постоянство газового фактора. На этих скважинах о количестве добытого газа судят по количеству нефти, добытой из скважины. [40]
Известно, что зависимость р / z от количества добытого газа выражается прямой линией в том случае, если в процессе снижения давления не наблюдается фазовых переходов и состав газа остается неизменным. В этом случае эксперимент будет заключаться в снятии зависимости p / z от количества добытого газа при давлениях значительно выше начала конденсации газа, аппроксимации этой зависимости прямой линией и применении процедуры стохастической аппроксимации для поиска начала отклонения от этой прямой. [41]
Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчета запасов газа более надежный. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объему перового пространства и точный учет количества добытого газа. [42]
Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчета запасов газа более надежный. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объему порового пространства и точный учет количества добытого газа. [43]
Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчета запасов газа более надежный. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объему норового пространства и точный учет количества добытого газа. [44]
Добыча газа производится в общих чертах теми же способами, что и добыча нефти, но имеются и свои особенности, обусловленные физическими свойствами газа. Фильтр препятствует выносу частиц породы из пласта и засорению ими скважины. Газ поступает по насосно-компрессорным трубам в газовую головку с системой труб и задвижек, манометром, показывающим давление газа, штуцером, ограничивающим поступление газа, и газовым счетчиком, показывающим количество добытого газа. С помощью одной скважины можно добывать газ из двух-трех пластов, устанавливая в соответствующих местах пакеры и направляя газ нижнего пласта по сифонным трубам, из среднего по насосным трубам и из верхнего по кольцевому пространству между ними и эксплуатационной колонной. [45]